吨循环流化床锅炉烟气脱硫脱硝技术课件

烟气脱硫技术交流.主要内容一、SO2的污染二、常见的脱硫技术简介三、石灰石-石膏湿法脱硫系统四、烟气脱硫系统运行维护五、脱硫系统的常见故障六、脱硫系统监测.一、SO2的污染1SO2的排放

SO2的主要来源分为两大类，天然污染源和人为污染源。.分类发生源特性及影响产生量天然源1）海洋硫酸盐雾2）缺少氧气的水和土壤释放的硫酸盐3）细菌分解的有机化合物4）火山爆发5）森林失火1）全球性分布在广阔的地区以低浓度排放在大气中不易稀释和被净化2）一般不会产生酸雨现象3）人力无法控制1/3人为源1）矿物燃料燃烧，占3/4以上2）金属冶炼3）石油生产4）化工生产5）采矿等1）比较集中，在占地球表面不到1%的城市和工业区上空占主导地位2）是发生酸雨的基本原因3）人力可以控制2/3SO2污染源的特点.2SO2的危害SO2的污染属于低浓度长期污染，对生态环境一般是一种慢性叠加性长期危害，它已经对自然生态平衡、人类健康、工农业生产、建筑物、材料等方面造成一定程度的危害。2.1SO2对人体的危害

SO2对人体健康的影响主要是通过呼吸道系统进入人体，与呼吸器官作用，引起或加重呼吸器官的疾病。如鼻炎、咽喉炎、支气管炎、支气管哮喘、肺气肿、肺癌等。大量资料表明，SO2与大气中其他污染物协同作用，对人体健康的危害更大。.2.2SO2对植物的危害a植物对SO2特别敏感，主要通过叶面气孔进入植物体内，在细胞或细胞液中生成SO32-或HSO3-和H+。b破坏植物的正常生理机能，使光合作用降低，影响体内物质代谢和酶的活性，从而使叶细胞发生质壁分离、收缩或崩溃，叶绿素分解等。c从表面看，叶片出现伤斑、发黄、枯卷、落叶、落果或生长缓慢等，严重时则会枯死。d同时会使植物对病虫害的抵.2.3SO2造成的社会经济损失据资料介绍，美国每排放1tSO2造成社会经济损失为220美元，我国平均每吨SO2造成的社会经济损失为1700元人民币。照此计算，我国每年因排放SO2造成的社会经济损失约相当于近千亿人民币，而且使人的寿命缩短38天。控制火电厂SO2排放火电厂SO2排放量已占SO2排放总量近50%，随着经济发展和电能需求增加，火电厂排放比重将继续增大，火电厂是SO2排放总量控制的重点行业。.3SO2污染的控制途径控制SO2的方法:1)燃烧前脱硫

2)炉内脱硫

3)烟气脱硫.3.1燃烧前脱硫燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化等。煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题，但其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，还可回收部分硫资源。.3.2炉内脱硫

炉内脱硫是在燃烧过程中，向炉内加入固硫剂如CaCO3等，使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣灰排除。典型的技术有LIMB炉内喷钙技术、LIFAC烟气脱硫工艺，其脱硫效率一般为40%～85%。.3.3烟气脱硫烟气脱硫技术（FGD）是当前应用最广、效率最高的脱硫技术，在今后一个相当长的时期内，将是控制SO2排放的主要方法。世界各国研究开发和商业应用的烟气脱硫技术估计超过200种。按脱硫剂和副产物的干湿形态，烟气脱硫又可分为湿法、半干法和干法工艺。湿法FGD工艺占主流，典型的有：石灰石（石灰）-石膏法、海水脱硫法、氧化镁法、氨法等；典型的干（半干）法烟气脱硫工艺的有：烟气循环流化床法、喷雾干燥法、电子束辐照法等。.目前，在国内应用最多的是石灰石-石膏法、海水脱硫法和烟气循环流化床法。.

4脱硫工程的发展：1）早期，全部采用全套进口设备，造价高，达1000元/kW2）主要采用引进国外技术和核心设备进行国内配套，国内脱硫公司承包3）目前，系统设备国产化程度日益提高，脱硫成本大幅度下降

脱硫工程的建设的工期从过去22～24个月被严重压缩到12～16个月。严重影响到设计质量、设备质量、施工质量以及运行人员配置和脱硫维护质量，造成FGD不能正常连续运行。.二、常见的脱硫技术简介1

炉内脱硫1.1炉内喷钙脱硫炉内喷钙脱硫工艺是将石灰石磨制成30mm左右的微粒，在锅炉900℃的部位喷入，石灰石受热分解成氧化钙和二氧化碳，氧化钙与二氧化硫反应生成硫酸钙而达到脱硫的目的。其炉内化学反应方程为：

CaCO3→CaO+CO2

CaO+SO2+O2→CaSO4

CaO+SO3→CaSO4

CaO+2HCl→CaCl2+H2O

CaCO3受热分解为CaO的反应速度快，而硫化反应相对缓慢。.1.2炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺

分为两步：锅炉炉膛内喷射石灰石粉炉后烟道增设活化反应器

吸收剂—石灰石粉副产物—亚硫酸钙/硫酸钙.炉内喷钙加尾部增湿活化工艺流程.炉内喷钙加尾部增湿活化工艺

—主要参数吸收剂：石灰石粉副产物：亚硫酸钙/硫酸钙脱硫效率：70%~80%左右适用煤种：中低硫煤吸收剂利用率：30%~45%单塔应用的经济规模：200MW以下废水：无国内应用：2×125MW钱清、下关电厂Ca/S=2时，脱硫率>75%.南京下关电厂2台125MW机组.2烟气脱硫烟气脱硫（FGD，FlueGasDesulfurization）技术是当前应用最广泛，效率最高的脱硫技术，是控制二氧化硫排放、防止大气污染、保护环境的一个重要手段。工业发达国家从70年代起相继颁布法令，强制火电厂安装烟气脱硫装置，促进了烟气脱硫技术的发展和完善。目前国外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势是：烟气脱硫高、装机容量大，技术水平先进，投资省，占地小，运行费用低，自动化程度高，可靠性好等。.

目前经常采用以下脱硫工艺:1）喷雾干燥法脱硫工艺2）循环流化床干法3）海水脱硫4）氧化镁法5）石灰石/石灰-石膏法6）其他(氨法、电子束法).2.1喷雾干燥法脱硫工艺喷雾干燥工艺为半干法烟气脱硫工艺，以石灰浆为吸收剂，浆液雾化成细小液滴(＜100μm）与热烟气接触，液滴蒸发干燥与SO2反应生成亚硫酸钙。

吸收剂——石灰副产物——亚硫酸钙/硫酸钙.喷雾干燥法工艺流程图.喷雾干燥法化学反应机理烟气溶液固体SO2SO2+H2O→2H++SO32-Ca2++2H2O←2H++Ca(OH)2Ca2++SO32-+0.5H2O→Ca(OH)2Ca

SO30.5H2OO2SO32-+0.5O2→SO42-Ca2++SO42-+2H2O→Ca

SO42H2OCO2CO2+2H2O→2H+

+CO32-Ca2++CO32-→Ca

CO3.喷雾干燥法工艺－主要特点－吸收剂：高品位石灰－副产物：亚硫酸钙/硫酸钙

－脱硫效率：85%左右

－适用煤种：中低硫煤

－Ca/S：1.2~1.4

－单塔应用的经济规模：450MW

－废水：无—黄岛电厂、白马.2.2循环流化床烟气脱硫工艺原理Ca(OH)2粉末与烟气中的SO2，HCl和HF等其他酸性气体发生反应，生成CaSO3·1/2H2O，CaSO4·2H2O，CaCl2和CaF2等物质，去除烟气中的酸性气体。.工艺原理

H2O+SO2

→H2SO3Ca(OH)2+H2SO3

→CaSO3·1/2H2O+3/2H2O

部分CaSO3·1/2H2O在烟气中，被过量空气中的O2氧化成CaSO4·2H2O。CaSO3·1/2H2O+3/2H2O+1/2O2→CaSO4·2H2O.循环流化床烟气脱硫工艺.核心技术LCFB-FGD工艺以循环流化床原理为基础，使吸收剂在反应器内多次循环，大大提高了吸收剂的利用率。它不但具有干法脱硫工艺的许多优点，如流程简单、占地少、投资低等，而且脱硫效率能达到80%～90%。存在不足：1、除尘器的防腐及烟尘排放2、变工况下脱硫灰的输送3、脱硫灰的综合利用有待落实.烟气循环流化床脱硫工艺的主要特点是：1)脱硫效率较高

2)技术成熟

3)运行可靠性好

4)占地面积少

5)投资较省

6)吸收剂利用率较高.2.3海水脱硫海水呈碱性，pH值一般为8.0～8.3，其碱度在2.3mg/l左右，对酸性气体如SO2具有很大的吸收和中和能力，SO2被海水吸收后，最终产物为可溶性硫酸盐，而海水的主要组成部分就是硫酸盐，海水脱硫对海洋的影响较小，国外研究人员和工程技术人员开发了多种海水脱硫工艺。.

海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的脱硫方法。在脱硫吸收塔内，海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。吸收二氧化硫后的海水与大量未脱硫的海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-，并使海水的pH值与COD调整达到排放标准后排放大海。海水脱硫基本原理.

海水脱工艺的主要特点是：1）完全利用海水的天然碱度，脱硫效率高，不需要其他吸收剂。

2）工艺中产生完全溶解的硫酸盐排放到海洋中，没有固体物质产生。3）脱硫工艺设备少、投资省、操作简单。适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。.2.4氧化镁法氧化镁湿法脱硫工艺采用MgO作为脱硫吸收剂。将MgO通过吸收剂浆液制备系统制成Mg(OH)2过饱和液，过饱和液经泵打入吸收塔与烟气充分接触，使烟气中的二氧化硫与浆液中的Mg(OH)2进行反应生成MgSO3，从吸收塔排出的亚硫酸镁浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%。亚硫酸镁颗粒可以分解成MgO作为脱硫剂循环使用，也可以进行综合利用。.氧化镁法的特点：1）脱硫效率高2）对煤种变化的适应性强3）脱硫剂可以循环使用.

2.5电子束法脱硫工艺

吸收剂—液氨副产品—硫酸铵/硝酸铵.电子束法脱硫工艺流程.电子束法脱硫工艺—主要特点

(脱硫脱硝10%)吸收剂：液氨副产物：硫酸铵/硝酸铵脱硫效率：80%左右适用煤种：中低硫煤吸收剂利用率：>90%单塔应用的经济规模:200MW以下废水：无.2.6石灰石－石膏湿法烟气法

石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺采用石灰石或石灰作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拦成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。.石灰石－石膏法脱硫烟气脱硫化学反应机理吸收过程（吸收剂为石灰石）SO2（g）+H2O＝＝H2SO3H2SO3===H++HSO3-

H++CaCO3===Ca2++HCO3-Ca2++HSO3-+2H2O===CaSO3·2H2O+H+

H++HCO3-===H2CO3H2CO3===CO2+H2O.石灰石－石膏法脱硫烟气脱硫化学反应机理氧化过程CaSO3·2H2O+H+→Ca+++HSO3-+2H2OHSO3-+1/2O2→SO4=+H+Ca+++SO4=+2H2O→CaSO4·2H2O总的氧化反应为：2CaSO3·2H2O+O2→2CaSO4·2H2O.

石灰石－石膏法脱硫特点优点：1)技术成熟2)吸收剂价廉易得3)脱硫效率高4)对煤种变化的适应性强

5)副产品可综合利用缺点：1)系统复杂2)占地面积大3)一次投资较大.典型的石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺.主流脱硫工艺特点及选择条件项目石灰石-石膏湿法氧化镁法循环流化床干法海水法技术成熟程度成熟成熟成熟成熟适用煤种不受含硫量限制不受含硫量限制Sar≤2%Sar≤1%应用单机规模没有限制没有限制≤300MW没有限制能达到的脱硫率95%以上95%以上90%90%吸收剂来源资源较多附近有资源附近有资源海边电厂副产物出路可以综合利用，无法综合利用时需要堆放场地可以综合利用,也可循环使用难以综合利用不需处理.三、石灰石-石膏湿法脱硫系统

主要组成系统：1）烟气系统2）SO2吸收系统3）石灰石制备系统4）石膏脱水系统5）工艺用水系统6）仪用和杂用空气系统

7）排空系统

8）脱硫废水处理系统.1烟气系统主要由增压风机、烟道挡板、换热器、吸收塔及烟道等设备组成。工艺流程为：锅炉引风机后烟气依次经脱硫系统入口挡板、脱硫增压风机后进入吸收塔，经洗涤脱硫后的烟气温度约50℃，经挡板门送回主烟道，通过烟囱排入大气。主烟道（旁路烟道）装有旁路挡板门，旁路烟道主要用于锅炉启动工况和脱硫系统检修工况；锅炉启动过程中或脱硫系统检修时，脱硫系统入、出口挡板门关闭，旁路烟道挡板门打开，来自除尘器的烟气经各自的吸风机由旁路烟道直接进入烟囱排出。.

1.1增压风机目前，大部分脱硫工程招标时的前提是脱硫系统配置旁路挡板门，系统配置以HJ/T179-2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法审》为主要依据。建议300MW机组配备1台增压风机，600MW机组根据具体情况可配置2台或1台增压风机，大部分脱硫装置配备1台增压风机。.重要性目前，各地环保局对脱硫旁路的开启有严格的限制，如旁路通道挡板不能开启，两台引风机直接与一台增压风机串联运行，因增压风机没有备用，如增压风机停运，整台机组只能被迫停运，采用一台增压风机实质就是采用一台引风机，不符合《火力发电厂设计技术规程》的规定，对电厂的安全生产具有严重的威胁增压风机的小故障会导致机组因环保停运增压风机电耗占脱硫电耗1/3-1/2.

我国增压风机节电潜力估计

总体来说，我国增压风机平均耗电率较高,且参差不齐，与风机本身技术水平不相称，节电潜力较大。根据大量试验结果，增压风机的满负荷运行效率在70-80%之间。.我国电站风机运行经济性差的主要原因有：(1)风机选型参数不合理，裕量过大；(2)风机选型不当；(3)风机进出口布置较差；(4)机组负荷率低；(5)运行操作不合理。我国增压风机耗电率高的原因.在运风机上加装变转速装置应注意的问题在己投运的风机上加装变转速装置，更要注意风机与管网系统是否匹配的问题。如果风机与管网系统匹配不好，即机组满负荷运行或风机全速运行调节机构(如有)全开时，风机运行效率就不高。那么既使采用变速调节，风机运行效率也还是低的。对此，必须首先对风机进行改造，然后再选配变速调节设备。.确定是否需采用变速调节的方法是：首先通过试验确定系统的阻力线，然后将现有风机的性能曲线转换为转速调节的性能曲线，并将系统的阻力特性线绘在其中，若此阻力线在最高效率区，则可认为改变转速调节的同时不必进行风机改造。否则需进行风机改造。但是否改用变转速调节，还需根据机组负荷率情祝进行仔细的经济比较。避免节电不省钱的状况发生。.在己投运的风机上加装变转速装置，要注意防止在某些转速下运行时发生风机某构件、风烟道共振和轴系扭振的发生。.1.2烟气换热器要求高传热性能低能耗低压力降低泄露率高可靠性低检修维护要求低投资和运行费用.管式换热器（MGGH）.烟气再热器（GGH）工作原理.烟气再热系统比较

GGH

。间接热传递，热损失。低压力降。有泄露。内部能耗低。高可靠性。高检修维护要求。系统复杂，投资费用高。结构紧凑，占地少

MGGH

。间接热传递，热损失。高压力降。无泄露。内部能耗低。高可靠性。中度检修维护要求。系统简单，投资费用中等。占地面积大.2

SO2吸收系统主要由吸收塔、喷淋系统、除雾器、氧化风系统、搅拌器等组成。.582.1国内主流吸收塔技术鼓泡反应器喷淋空塔托盘塔液柱塔.液柱塔

主要特点：

（1）可靠性高，适用于各种机组，特别是对于燃用高硫煤的大型机组，优势比较明显。（2）适应性强，能适应高负荷烟气，对负荷变化能作出快速响应，检修维护简单。（3）气液接触充分，高脱硫率和除尘率。（4）布置灵活，对场地要求低。循环泵喷浆管烟气烟气除雾器液柱排浆泵搅拌器.液柱塔的特性吸收液部分负荷满负荷最低负荷节省能源部分负荷根据锅炉负荷，通过调整循环泵的运行台数来调节液柱高度降低能耗。净烟气原（脏）烟气.61a吸收塔入口烟道对吸收塔的性能有密切影响吸收塔入口烟气的分布均匀性对发挥吸收塔和除雾器的性能是非常重要的.要求烟气压损小,进入塔后分布均匀;入口烟道的高宽比适当,避免入口烟道累积沉积物.b吸收塔/除雾器烟气流速循环浆液量不变,提高烟气流速,吸收效率下降.烟气流速增大意味着烟气流量增大,循环浆液量未变化,意味着L/G下降.逆流塔一般设计烟气流速为2.5-5m/s.当烟气流速大约超过6m/S时,液滴将被烟气从除雾器夹带出来,因此除雾器限制了烟气流速的进一步提高..62c吸收塔液/气比(L/G)在烟气流速不变的情况下,L/G是影响脱硫效率的重要设计参数.在其他设计条件一定的情况下,脱硫效率随L/G的增大而增大.达到规定的脱硫效率所要求的L/G与很多因素有关,如吸收塔设计、二氧化硫浓度、运行PH值、吸收剂耗量、吸收剂粒径、氧化效果等诸多因素.脱硫效率与L/G之间并非简单的线形关系.d吸收剂利用率选择吸收剂(石灰/石灰石)主要应考虑的因素是理化成分合格、供应量充足、成本合理.对吸收剂的化学成分要求是有效成分含量高,所谓的有效成分是指实质参与吸收塔.63反应的物质.如若吸收剂杂质较多既增加了生产成本又加剧了管道、阀门、浆液泵等设备的磨损.吸收塔循环浆液中过剩吸收剂的数量反应了吸收剂的利用程度.一般用Ca/S摩尔比定量的表示吸收剂利用程度.Ca/S摩尔比定义为投入FGD工艺中钙吸收剂的摩尔流量与SO2脱除摩尔率之比.吸收剂利用率是评价FGD设计工艺性能与经济效益的重要参数.提高石灰石细度可以提高其利用率.在石灰石最佳利用工况下运行才能获得循环泵电耗和吸收剂的最低综合费用.品位较低的石灰石要想获得质量好的石膏措施是提高固体物在反应中停留的时间和提高石灰石细度..2.2吸收塔喷淋层

吸收塔喷淋层布置在吸收区内，烟气流经脱硫塔被喷淋的浆液滴充分吸收，使浆液滴在吸收区pH值迅速降低.喷嘴

喷嘴是喷淋塔的关键设备之一，布置在喷淋层吸收区。脱硫喷嘴的作用是将浆液喷射为细小的液滴，增加吸收塔内浆液与烟气的接触面积。目前常用的脱硫喷嘴有螺旋喷嘴和偏心喷嘴两种：螺旋喷嘴偏心喷嘴.喷嘴雾化效果图.

除雾器的作用是将经过喷浆吸收SO2后的烟气,夹带的液滴和水雾分离下来,以控制和防止亚硫酸盐在除雾器和后续塔壁、烟道生成结垢。除雾器一般的设计要求是液滴含量不超过75mg/Nm3。

2.3除雾器.除雾器.

2.4搅拌器

吸收塔搅拌器一般布置在吸收塔浆池区，为使浆液在浆池内不致沉淀结垢,保证浆液在浆池内的亚硫酸钙充分氧化成硫酸钙，通常设置侧进式搅拌器。

人孔吸收塔搅拌器吸收塔浆液放空口O2管道.3

吸收剂制备系统（1）购买成品粉；（2）干磨系统；（3）湿磨系统。.湿式球磨机.石灰石立式磨.

石灰石磨机系统要求

1)

高分级性能

2)最终产品细度：<44微米颗粒90%以上

3)湿磨系统防磨、防腐性能好

4)低检修维护性能

5)低噪音水平（满足法定要求）.4石膏脱水系统石膏脱水系统的主要设备有石膏旋流站、真空皮带脱水机、真空泵、石膏洗涤泵、滤液回收箱及泵等。.真空皮带脱水机设备剖面图.工艺流程为：从脱硫吸收塔排出的石膏浆固体物浓度含量约为15～20%，考虑脱硫石膏可以综合利用，为了便于石膏的运输、贮存和利用，进行脱水处理；石膏浆经水力旋流器浓缩至固体物含量约40～50%后，进入真空皮带脱水装置，经脱水处理后的石膏固体物表面含水率不超过10%，脱水石膏送入石膏库中存放待运。水力旋流器分离出来的溢流液一部分经水力旋流器浓缩后排入脱硫废水处理系统；另一部分送入缓冲池作为吸收塔补充水循环使用。石膏脱水过程中设有冲洗装置，对石膏进行冲洗。石膏脱水装置滤出液、石膏及脱水装置冲洗水进入滤出液回收箱，被送入吸收剂制浆或吸收塔循环使用。.

5

工艺用水系统工艺用水主要包括石灰石制浆系统和吸收塔的补充水，除雾器、GGH冲洗水，泵与风机等设备的冷却及密封用水，石膏冲洗以及浆液管道和设备停运时的冲洗用水等。

.6仪用和杂用空气系统

一般可从电厂的空压机房接出，也可自设空压机房。杂用空气主要用于GGH的清扫。.7废水处理系统

脱硫系统必须排放一定的废水，这主要是因为：(1)吸收液中氯离子含量过高会降低脱硫效率，引起CaSO4结垢，并对设备材料产生不良影响。(2)生成的副产物为石膏浆液，生产商对石膏的杂质含量有一定的要求，石膏需进行清洗和脱水处理。烟气脱硫系统排放的废水一般来自SO2吸收系统、石膏脱水系统和石膏清洗系统。废水的水量和水质，与脱硫工艺系统、工艺水水质、烟气成分、灰和吸收剂等多种因素有关。.

脱硫废水的水质特征排水呈酸性，pH值较低；悬浮物和氟离子含量高；氯离子浓度高，含盐量大；含有的重金属；含有难处理的COD和氮化物；废水排放量不大。.四、烟气脱硫系统运行维护4.1

入口实际烟气参数偏离设计参数对运行的影响4.2

吸收剂石灰石来料品质对脱硫装置的影响4.3烟道系统堵塞问题4.4除雾器的冲洗维护4.5GGH低温腐蚀4.6GGH积灰堵塞4.7GGH防腐和吹灰.4.1

入口实际烟气参数偏离设计参数对运行的影响（人为原因多）(1)当SO2浓度超出设计裕度时，会带来以下问题1）吸收剂制备系统达到最大出力也无法满足系统的需要，吸收塔pH无法稳定；2）吸收塔氧化效果下降，脱硫效率下降，石膏中亚硫酸盐含量显著上升；3）吸收塔浆液密度显著上升，石膏排出泵最大出力无法降低吸收塔浆液密度，系统内部设备磨损加剧；4）石膏产量显著增加，真空皮带脱水机最大出力也无法处理；5）石膏脱水困难，石膏品质下降。.（2）烟尘浓度的增加对脱硫系统会产生严重的影响1）增加管道和设备的沾污、堵塞和磨损；2）导致吸收塔浆液中重金属离子增加，浆液品质恶化，引起石灰石的“封闭效应”，石灰石溶解度下降，脱硫效率下降的同时石灰石利用率下降；3）导致石膏中的杂质上升，石膏品质(颜色、纯度)下降；石膏中的超细颗粒增加，堵塞滤布，脱水困难；4）浆液中引起泡沫表面张力上升的重金属离子含量增加，引起吸收塔虚假液位，严重时引起吸收塔起泡、溢流。.4.2吸收剂石灰石来料品质对脱硫装置的影响1）当石灰石浆液中的石灰石颗粒粒径不合要求时，大颗粒石灰石比表面积小，石灰石的溶解速率大大减缓，即使加大给浆流量也无法显著提高和稳定吸收塔的pH值，进入吸收塔的石灰石浆液不能很快为吸收系统提供足够的碱度，因此，从而引起脱硫效率下降；2）当石灰石颗粒粒径不合要求时，由于吸收塔浆液的停留时间是有限的，造成石灰石利用率下降，石膏中残留过多的未充分溶解反应的石灰石，既增加了石灰石耗量，也降低了石膏的品质。3）石灰石颗粒粒径变粗还会导致大量石灰石颗粒在吸收塔底部的沉积，造成浆液循环泵叶轮、吸收塔浆液喷嘴等设备的磨损和堵塞。4）石灰石活性.石灰石成分成份符号单位作用碳酸钙CaCO3%有效成分，并非愈多越好，活性要好碳酸镁MgCO3%有助脱硫，不利于结晶和脱水。偏无用成分水份H2O%结晶体，与反应无关二氧化硅SiO2%无用成分，越少越好。塔内及所有流通部位的磨蚀根源。三氧化二铁Fe2O3%无用成分，越少越好。三氧化二铝Al2O3%无用成分，越少越好。甚为坚硬，磨机功耗大增。其它惰性物%无用成分，影响反应、增加磨蚀.4.3烟道系统堵塞问题GGH和除雾器的堵塞造成脱硫系统阻力增大.除雾器堵塞和坍塌实例照片

.除雾器堵塞和坍塌实例照片.除雾器堵塞.除雾器坍塌.4.4除雾器的冲洗维护

在实际运行过程中，应加强对除雾器的冲洗维护：1)

除雾器一定要按规程要求定时冲洗；2)

严格保证冲洗水的水质，其中的硫酸根浓度不能太高，否则在除雾器叶片上容易发生石膏结晶成垢；宜用新鲜水冲洗，不要用回用水；3)

确保除雾器冲洗喷嘴出口压力；4)

吸收塔顶部烟气分布不均匀也会造成部分除雾器的流速过低，造成堵塞。（石膏雨，塔流速）.4.5GGH低温腐蚀1）当烟气进入GGH时，由于烟气接触到温度较低的受热面金属，烟气温度降至接近或低于烟气酸露点，烟气中的硫酸蒸气将在金属壁面凝结，产生腐蚀。2）低温腐蚀加剧换热元件表面粘结飞灰，堵塞部分通道。.4.6GGH积灰堵塞堵灰和低温腐蚀是GGH中相互关联的两个问题，腐蚀引起积灰，积灰加剧腐蚀，最后导致GGH堵塞。.4.7GGH防腐和吹灰1）回转式GGH外壳采用碳钢加鳞片树脂内衬，换热元件采用涂搪瓷的钢板或者耐蚀合金。2）定期启用蒸汽吹灰和高压水冲洗.GGH腐蚀（1）.GGH腐蚀（2）

.GGH腐蚀（3）.系统阻力增大导致增压风机失速

增压风机导叶损坏图片.1腐蚀和磨损对FGD装置的影响1）腐蚀和磨损产生的部位a循浆泵的叶轮和前护板，泵轴；b金属桨叶式搅拌器桨叶；c浆液管道上处于半开状态的蝶阀及浆液调节阀；d调节阀和节流孔板下游侧衬胶管和半径较小的弯管；e吸收塔喷浆能直接冲刷的部位、横梁与塔壁连接处的内衬；f表面无防磨层的吸收塔喷淋母管,喷淋层支撑梁；g螺旋肋片管束式GGH降温侧管束肋片五、脱硫系统的常见故障.2）腐蚀和磨损产生的原因腐蚀原因：氯离子、硫酸根（亚）离子的存在，从防腐层薄弱点开始，慢慢腐蚀；低温腐蚀和电化学腐蚀。磨损原因：粉尘和SiO2含量超标当然，腐蚀和磨损是相互的，腐蚀之后有磨损；磨损之后有腐蚀。.吸收塔壁被腐蚀穿防腐蚀采取的措施：a玻璃树脂鳞片进行防腐b橡胶内衬进行防腐c耐腐蚀的合金材料

（C276或1.4529）d非金属FRP材料进行防腐.3)各种防腐材料的优缺点大多数吸收塔采用玻璃树脂鳞片进行防腐，也有采用橡胶材料进行防腐。玻璃树脂鳞片：抗渗透能力强，易修复，附着力强，机械强度大，表面硬度高，施工速度快，但耐磨性稍差。橡胶内衬：耐磨性好，有良好的弹性和松弛应力，但易老化、施工速度慢、粘接强度大。合金材料（C276和1.4529)：抗腐蚀性超强，但价格昂贵，一般在吸收塔入口干湿界面贴衬使用比较多。FRP材料：耐腐蚀，但不抗高温。.烟道防腐层脱落鳞片防腐施工质量控制要点：材料选择喷砂除锈极为重要材料比例严格控制喷涂的全面性和厚薄均匀性喷涂过程中的温度和湿度控制.粉尘和SiO2含量超标的磨损影响管道被磨穿粉尘和SiO2含量超标是造成磨损的主要原因。粉尘主要来自：

烟气。SiO2主要来自：烟气、石灰石.1）故障原因：a泵的气蚀损坏、滤网堵塞b轴承温度高、叶轮磨损腐蚀、机械密封等2循环泵2）处理方式：a严格控制吸收塔液位在不低于气蚀余量.b根据泵的入口压力和电流判断滤网堵塞情况。若堵塞严重，只能停机后处理。c加强转动设备的维护工作d严格控制石灰石原料的品质和烟粉浓度超标。.循环泵入口滤网堵塞.泵气蚀.循环泵叶轮磨损.主要是设备本体故障居多：a温度、轴承、润滑油、冷却水和电气故障b氧化风机噪音是脱硫装置中最大的噪音污染源：由于转速过高等造成。氧化风机叶轮轴损坏3氧化风机.

最多的故障是叶片在设计制造过程中没有很好消除应力、对叶片工作环境的低频处理。

4搅拌器.氧化空气管的堵塞和断裂问题.氧化空气分布管断裂实例照片.1)喷淋层、喷嘴故障及判断方法

a故障现象（1）喷淋层喷嘴堵塞

（2）喷淋层喷嘴脱落或损坏（3）喷淋层冲刷磨穿

5吸收塔内部件故障及原因分析.

(1)循环泵出口压力及电流

(2)吸收塔pH值及浆液密度

(3)脱硫装置出口SO2浓度及脱硫效率

(4)喷淋层管道外壁冲刷

b、故障判断依据.喷嘴堵塞.喷嘴堵塞.

（1）喷淋层喷嘴堵塞：清理（2）喷淋层喷嘴损坏或脱落：更换（3）喷淋层支撑梁冲刷磨穿:冲刷部位增设PP板或调整喷嘴角度喷淋层大梁被冲刷c故障处理.6真空皮带脱水机运行问题

真空皮带脱水机脱水困难实例照片.

改善脱水效果的措施1）对除尘器进行改造降低入口烟气的粉尘浓度；2）加大废水排放量，由于旋流器顶流排出的废水中含的细颗粒的比例高，因此加大废水排量可以减少浆液中细颗粒的比例；3）调整石膏旋流器入口压力以达到最佳的分离效率，提高排往真空皮带脱水机的石膏浆液浓度；4）在脱水皮带的顶部加蒸汽罩，用热蒸汽来吹干石膏，可以使石膏的含湿量从12％降低到10％以下；5）当浆液中存在污泥时，可以通过在真空皮带脱水机上加装滤饼疏松器对滤饼进行适当的疏松，翻动表面的污泥有利于石膏脱水。.7脱硫系统的防腐蚀问题烟道腐蚀的实例照片.8吸收塔起泡、溢流问题

1）引起吸收塔起泡的原因主要有以下几点：

a由于锅炉起炉点火阶段投油助燃导致烟气中含有未完全燃烧的油污；

b煤种灰分高，电除尘器运行效果差，进入脱硫装置原烟气中的粉尘含量高；

c脱硫吸收剂石灰石品质差，杂质含量高；

d脱硫用工艺水水质差，重金属及杂质含量超标，无法满足要求；

e脱硫废水处理系统无法正常投运，废水排放量不足，导致吸收塔浆液中的Cl离子和有机物富集程度越来越高。.2)避免起泡、溢流的措施

a尽量稳定锅炉燃烧煤种，避免煤质(含硫量和灰分)大幅度的波动；

b加强电除尘器的维护工作，进入脱硫装置原烟气中的飞灰浓度保持在要求的范围内；

c严格控制进厂石灰石的品质，包括粒径、纯度，避免泥土、石英砂及难以溶解的白云石混入石灰石中；

d控制脱硫用工艺水的水质，防止工艺水中的杂质、重金属离子、Cl离子和有机物浓度过高；

e维护好脱硫废水处理装置，使其能够真正有效的投入使用，并达到设计的排放量。.9

脱硫废水处理系统的运行可靠性

脱硫废水处理系统不能正常运行会引起以下问题：

a脱硫效率的下降。

b氯浓度的不断增大将引起浆液系统中金属泵的腐蚀和影响石膏脱水，对副产品石膏的应用带来不利影响，

c吸收塔的起泡、溢流也与废水不能正常排放导致浆液中的重金属离子和氯离子浓度太高有很大关系。.10

脱硫设备、管道防冻处理问题

由于脱硫装置中的许多设备都采取露天放置，因此，在北方地区需要充分考虑冬季的防冻问题。.11

脱硫装置在线表计稳定性差问题目前的脱硫运行实践中，由于疏于管理、缺乏有效维护和校准，存在大量在线表计测量严重偏离正常值的现象，造成运行和控制具有一定的盲目性。根据我国脱硫系统的调研得知，投运的脱硫装置存在许多在线表计不准或无法显示的问题，诸如吸收塔pH计、石灰石浆液密度计、吸收塔液位计、CEMS指示等常常发生故障，无法准确反应真实数据。因此，必须加强脱硫系统在线表计的标定维护工作，尤其是pH计、吸收塔密度计等易漂移、易被损坏的表计，应严格按照说明或操作规程定期冲洗、标定或更换探头。

.12烟囱防腐1）脱硫后烟气温度低于未脱硫时烟气温度，对烟囱带来的影响主要有：

a因低于酸露点温度，出现酸结露现象，造成烟囱内部腐蚀

b烟囱热应力发生变化

c抬升高度降低，影响烟气排放

d正压区范围扩大

.2)烟囱防腐方式烟囱内部进行防腐处理或增加防腐内衬

a内衬镍基合金板（C276）或钛板（TiCr2）

b宾高德硼酸玻璃纤维砖

c复合式泡沫玻璃砖

dVEGF鳞片胶泥复合材料

eVP内衬防腐材料

f玻璃鳞片防腐材料

g喷涂聚脲弹性体防腐材料

hOM涂料

i聚笨硫醚轻质板材

j整体玻璃钢套筒.六、脱硫系统监测根据DL/T997-2006 《火电厂石灰石－石膏湿法脱硫废水水质控制指标》，为了保证脱硫系统正常稳定运行，必须开展以下监测工作：.脱硫装置的化验项目：工艺水分析：pH、硬度、SS、Cl-、COD、电导率的测定；浆液分析：PH、CaSO3含量、CaSO3含量、密度的测定；石灰石分析：纯度、粒度、SiO2含量、Al2O3、Fe2O3含量等；石膏分析：结晶水、CaSO3含量、MgCO3含量、CaSO3·1/2H2O、Cl-含量等。石膏旋流器浆液（溢流/底流）：密度，固体颗粒物含量。脱硫废水分析：pH、化验需氧量、、氟化物、硫化物、悬浮物、重金属离子。.氮氧化物控制技术

2009年11月.主要内容一、NOX的生成途径二、燃烧方式对NOX排放的影响三、NOX排放标准四、降低NOX排放的主要措施五、烟气脱氮技术.氮氧化物主要包括NO、NO2以及少量的N2O等，统称为NOX。燃用化石燃料的火电厂是产生NOX排放的主要来源。NOX排放会造成环境污染、导致酸雨，形成地面层臭氧。排放到大气中的NOX与挥发性有机化合物在阳光与热的作用下反应形成地面层臭氧（O3）。地面层臭氧是对人类健康与环境有害的一种空气污染物，是光化学烟雾污染的主要成分，导致光化学烟雾，危害人体健康与环境。

.燃煤电站锅炉燃烧生成的NOx中，NO约占95％，NO2则相对较少，约占NOx生成总量的5%。NO在高温下相对于NO2来说比较稳定,但NO在常温下会迅速被氧化为NO2。通常，NOx的排放浓度是以全部转化为NO2、并换算到基准条件下的质量浓度（mg/m3）来表示。规定的基准条件为标准状态（0℃，1.013×105Pa）、干烟气、氧含量(O2)=6％。

.一、NOX的生成途径温度和过量空气对NOx的生成有很大作用，进入炉内的过量空气越多、炉内燃烧区温度越高，则NOx生成量越大。燃煤电站锅炉燃烧生成的NOX与锅炉燃煤特性及燃烧工况密切相关，主要影响因素包括：：a燃煤特性如煤中氮的含量及挥发分含量；b煤的反应特性；c燃烧温度；d过剩空气量等。因此，NOx排放并不能象根据煤中硫含量那样来预测其排放量，它不能简单地根据煤中氮含量来预测，因为不同煤种、不同燃烧系统会产生不同的NOx排放。.NOx主要生成的类型：热力型：空气中的氮气在高温下氧化而成，在温度足够高时，可占到NOX总量的20%燃料型：燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解而又接着氧化而成的，占到NOX总量的60－80%以上，可高达90%快速型：燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH等反应生成的，生成量很少，一般小于5%.各种类型NOX的生成量与炉膛温度的关系

.1燃料型NOX煤中的N含量一般在0.5-2.5%，它们以氮原子的状态与各种碳氢化合物结合成氮的环状化合物或链状化合物，如喹啉C6H5N和芳香胺C6H5NH2煤中C-N结合键能比空气中氮分子NΞN键能小得多，因此燃料中的N更易经热分解和氧化生成NO燃料型NOX的生成机理非常复杂，目前尚不完全清楚.2燃料型NOX的转化率影响因素：(1)煤的含氮量

(2)挥发份含量

(3)固定碳与挥发份比(FC/V)(4)燃煤温度

(5)过量空气系数.（1）燃料中氮含量对转化率的影响.（2）煤的挥发份对NOX浓度的影响.（3）煤的FC/V对转化率的影响.（4）过量空气系数对NOX生成浓度的影响.二、燃烧方式对NOX排放的影响燃烧过程中影响NOX生成和破坏的主要因素:1)煤质：含氮量、挥发分、其它元素含量与

比值2)燃烧温度3)反应区中的烟气气氛，即O2、N2、NO和CH4)燃料及燃烧产物在火焰高温区和炉膛内的停留时间.不同燃煤设备生成的NOX原始排放.三、NOx排放标准我国《火电厂大气污染物排放标准》GB13223—2003规定的火电厂NOx排放标准见下表：火力发电厂锅炉及燃气轮机机组氮氧化物最高允许排放浓度

单位：mg/m3

时段第1时段第2时段第3时段实施时间2005.1.12005.1.12004.1.1燃煤锅炉Vdaf＜10%15001300110010%≤Vdaf≤20%650Vdaf＞20%450燃油锅炉200燃气轮机组燃油150燃气80.目前，随着国家对环保的要求越来越高，我国火力发电厂大气污染物排放标准正在修订，污染物最高允许排放标准有所变化，要求更高，正在征求意见。(重点地区：200mg/m3，其他地区400mg/m3)工业发达国家如欧盟、德国、英国、美国、日本等关于火电厂NOx排放标准为200mg/m3,某些特殊地区要求控制在50～100mg/m3。为满足日趋严格的NOx排放标准，工业发达国家普遍采用了SCR烟气脱硝装置。.四、降低NOX排放的主要措施

燃煤电站锅炉NOx排放控制措施主要分为：

1燃烧控制措施

2烟气净化处理.1燃烧控制措施燃烧控制措施主要是通过在燃烧过程中拟制NOx的生成，并创造条件使已生成的NOx还原，从而控制NOx的排放，即所谓的低NOx燃烧技术。主要包括：各种低NOx燃烧器燃烧器运行优化（低过剩空气量运行、燃烧器煤粉/风量精细调整）空气分级（燃烧器空气分级、炉内空气分级）燃料分级（部分燃烧器停用、燃料浓淡偏置分配、炉内燃料再燃烧）等。

.1）低NOx排燃烧器低NOx燃烧器是采用空气分级、燃料分级或空气与燃料分级的燃烧器的统称。低NOx燃烧器是比较经济的控制NOx排放的技术措施，通常与炉内空气分级（OFA）相结合以进一步降低NOx排放。大多数一次燃烧措施可使NOx排放降低约30%～50%。.低NOx燃烧器的设计原理是：通过控制从燃烧器送入炉膛的燃烧空气与燃料的方式，推迟燃料与空气的混合，从而降低燃烧峰值火焰温度与燃烧初期的湍流混合，降低了NOx生成关键区域的氧量，同时减少了在高温火焰区燃烧的燃料量，形成不利于NOx生成的气氛环境，从而控制NOx的生成。通过分级送入燃烧空气，在主燃烧区形成富煤缺氧的气氛环境，使煤粉在缺氧气氛中热解，促进燃料N向N2的转化。.2）炉内空气分级燃烧技术（两级燃烧）炉内空气分级通常称之为两级燃烧技术，技术原理主要是在主燃烧器上部布置燃尽风（OFA）喷口，从而将燃烧过程分成两个阶段。通过减少供给主燃烧区的空气量，使燃料在缺氧的富燃料区燃烧，然后在主燃烧区上方补充送入一部分空气（OFA）以完成燃尽过程。燃尽风一般从主燃烧器上方通过分离布置的独立喷嘴送入炉膛以实现分级燃烧。为防止因主燃烧区过剩空气量减少形成还原性气氛而可能导致的炉膛水冷壁腐蚀与结渣，可增加边界风得到解决。.炉内空气分级技术的关键是优化确定合理的燃尽风的风量比例与风速大小、喷口的数量及其布置位置（距主燃烧器顶部的距离）等。炉内燃尽风OFA.3）炉内燃料在燃烧技术（燃料分级燃烧）炉内燃料再燃烧技术又称为三级燃烧技术，因该技术将燃烧过程划分为3个区域（见下图。其目的是把主燃烧区中形成的NOx在再燃烧区还原成为N2，从而降低NOx排放。主燃烧区（一次燃烧区）再燃烧区（二次燃烧区）燃尽区.在主燃烧区，煤粉（主燃料）通过低NOx燃烧器在低过剩空气量条件下(过剩空气系数为1.1左右，形成氧化性气氛或弱还原性气氛)燃烧以降低燃烧初期的NOx生成；通常将约占锅炉总输入热量的15%～25%燃料作为再燃烧燃料，从独立布置在主燃烧器上部的再燃烧区喷入炉膛。在再燃烧区形成富燃料、欠氧的还原性气氛区域（过剩空气系数0.7～0.9），再燃烧燃料分解生产碳氢化合物基团，与主燃烧区形成的NOx反应，将其还原为氮气（N2）。二次燃烧区通常称之最后，通过在燃尽区喷入最后一部分燃尽风（OFA），在燃尽区过剩空气量达到1.15～1.2，使来自再燃区的CO与未燃尽的碳氢化合物完成燃尽过程。.炉内燃料再燃烧技术.4）低NOx燃烧系统对锅炉的负面影响a锅炉燃烧效率有可能降低。b低过剩空气量及炉内空气深度分级会在燃烧器区域水冷壁区域形成还原性气氛，还原性气氛会使灰熔点降低，易导致燃烧器区域水冷壁受热面的结渣与腐蚀。c采用低NOx燃烧系统后，会引起炉膛水冷壁吸热量分布曲线变化，有可能引起炉膛出口的烟温升高。.5)在锅炉设计与运行方面，应考虑采取以下预防措施

a在不引起锅炉燃烧不稳定、高温腐蚀及飞灰未燃碳不增加的前提下，应尽可能降低过剩空气量。b对于煤粉锅炉，特别是在低过剩空气量运行方式下，应有效地组织与控制各燃烧器的风煤合理配比，通过精确调整制粉系统以实现每只燃烧器的风量与煤量的均衡分配。c采用较细的煤粉细度可使锅炉在较低的过量氧量下运行，同时维持火焰燃烧稳定并保证飞灰可燃物含量不致过高。d为达到低NOx燃烧所要求的较细的煤粉细度，可采用把磨煤机出口的分离器由静态改为旋转式动态分离器技术。.2烟气净化处理（烟气脱硝）

烟气脱硝技术主要有：1）选择性催化还原（SCR）法2）选择性非催化还原（SNCR）法3）SNCR/SCR联合烟气脱硝法.1)选择性催化脱氮（SCR）采用催化剂促进NH3和NOX的还原反应用钛做催化剂时，反应温度300－400℃用活性炭做催化剂，反应温度100－150℃SCR得到广泛应用，德国和日本均有300MW以上的电站锅炉采用脱氮率达到80－90%

由催化剂反应器、氨储存和喷射系统组成

我省已有渭河热电厂、宝鸡热电厂建成投运。.脱硝反应塔.脱硝装置布置方式

1）高温高含尘烟气段布置

2）低温低含尘烟气段布置.1）高温高含尘烟气段布置

SCR反应器布置在省煤器之后，空气预热器之前。该布置方式的烟气温度，适合目前市场上多数催化剂的活性温度，因此得到了广泛的应用。但是由于催化剂是在高含尘的烟气中工作，因此催化剂的寿命会受下列因素的影响。.SCR布置在高尘烟气中.高温高含尘布置技术特点：SCR反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间，烟气未经过ESP除尘。烟道系统简单，压力损失较小(一般小于1kPa)。反应温度比较合适(320℃～400℃)，一般不需要额外的热源加热处理后的烟气，运行费用较低。烟气含尘量较高，烟气中重金属，SO2等含量较高，对催化剂的活性存在不利影响，容易造成下游设备和反应器本体堵灰。对于高含尘烟气，催化剂烟气通道必须加大以避免堵灰，这样会降低催化剂的比表面积，从而会增大催化剂的用量。钢结构耗量较大。.

2）低温低含尘烟气段布置

反应器布置在烟气脱硫装置(FGD)之后的布置方式，这样催化剂将完全工作在粉尘及SO2含量极低的“干净”烟气中，既可避免飞灰对反应器的堵塞及腐蚀，又可防止硫酸铵盐的生成，也不存在催化剂的污染和中毒问题，因此可以采用高活性的催化剂，减少了反应器的体积并使反应器布置紧凑。但是由于将反应器布置在除尘器及湿式FGD脱硫装置后时，烟气温度比较低，因此，为使烟气在进入催化剂反应器之前达到所需要的反应温度，需要在烟道内加装燃油或燃烧天然气的燃烧器，或蒸汽加热的换热器等以加热烟气，从而增加了能源消耗和运行费用。.SCR布置在FGD之后的干净烟气.低温低含尘布置技术特点：SCR反应器布置在ESP和FGD装置之后。适用于场地无法按照高含尘方式布置的改造项目或烟气中毒性物质(比如As)过高的情况。由于大部分毒性物质和灰尘已经在ESP和FGD中脱除，所以催化剂寿命可以大大延长。可以选用较小的催化剂烟气通道，大大提高催化剂的比表面积，从而降低催化剂的整体用量，降低初投资和催化剂更换费用。烟气温度低于反应温度，需要辅助热源进行烟气再热，可以采用蒸汽加热或二次燃烧加热，一般再热系统需要增加3%的厂用电率，运行成本很高。.

目前已有的脱硝工程普遍采用的是高温高尘的布置方式，尤其是随着催化剂性能的提高后，这种布置方式越来越得到了广泛应用。.催化剂型式的选择催化剂是SCR的核心。由于采用了催化剂，可以使NOx与氨之间的化学反应在较低的温度下（180℃～600℃）进行，并且可以获得更高的还原剂利用效率。催化剂促进化学反应但是它本身并不消耗，不过催化剂效率会随着时间的推移逐步有所下降，主要是因为它的表面会被玷污或者被一些有害元素毒害而丧失活性。.脱硝反应需要有一个处于氧化状态活性位金属阳离子的转变过程，因此，处于氧化态的金属元素如钒、钼、钨都可以对反应起到催化作用。SCR催化剂的载体可以是氧化钛、沸石、氧化铁或活性炭。燃煤锅炉使用的大多数催化剂是由钒和钛混合而成，一般来说催化剂是由多种的活泼金属和载体物质构成。.催化剂的结构

平板型板式催化剂以金属板网为骨架，以Ti-Mo-V为主要活性材料，采取双侧挤压的方式将活性材料与金属板结合成型。主要问题是上下两个催化剂篮子之间的缝隙容易积灰，而且不容易清除，切割后裸露的金属网容易发生腐蚀现象。.蜂窝型：蜂窝型催化剂是目前市场占有份额最高的一种催化剂，以Ti-W-V为主要活性材料，采取整体挤压成型。其开孔率仅有70%左右，飞灰